电气设备交接和预防性试验规程

1 总则 2 旋转电机

3 电力变压器及电抗器（消弧线圈） 4 互感器 5 开关设备 6 套管

7 支柱绝缘子和悬式绝缘子 8 电力电缆线路

9 绝缘油和六氟化硫气体 10 避雷器 11 母线 12 二次回路

13 1KV及以下的配电装置和电力馈线 14 接地装置 15 电除尘器

附录A 同步发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求 附录B 绝缘子的交流耐压试验电压标准 附录C 污秽等级与对应附盐密度值（参考件）

附录D 橡塑电缆内衬层和外护套破坏进水的确定方法（参考件） 附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法（参考件） 附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件） 附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 附录H 电力变压器的交流试验电压

附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值 1 总则

1.1 电力设备绝缘的交接和预防性试验是检查、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。依据电力部DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》、GB50150-1791《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及华北电网有限公司《电力设备交接和预防性试验规程》（2005），结合公司多年来实践的具体情况，特制定本规程。

1.2 本规程所规定的各项试验标准，是电力设备绝缘监督工作的基本要求，也是电力设备全过程管理工作的重要

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组成部分。在设备的验收、维护、检修工作中必须坚持以预防为主，积极地对设备进行维护，使其能长期安全、经济运行。

1.3 对试验结果必须进行全面地、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照同类设备或不同相别的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后作出判断。

1.4 本规程规定了各种电力设备的交接和预防性试验的项目、周期和要求。倘遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时，如延长设备的试验周期、降低试验标准、删减试验项目以及判断设备能否投入运行等，应由分厂报至分公司安技处，由分公司安技处组织人员讨论，形成初步意见后报安全副总批准。

1.5 110KV以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110KV及以上的电力设备，除有特殊规定外，可不进行耐压试验。

50Hz交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为1min；其他耐压方法的施加时间在有关设备的试验要求中规定。

非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间无制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求：

1)220KV设备静置时间大于48h 2)110KV及以下设备静置时间大于24h

1.6 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验（制造厂装配的成套设备不在此限），但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验，已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采取所连接设备中的最低试验电压。 1.7 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定试验电压: 1)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； 2)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压。

1.8 在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、介质损耗角的正切值、泄漏电流等），应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。

在进行绝缘试验时，被试品温度不应低于＋5℃，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于80％。

1.9 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。

1.10有末屏抽头的套管和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时可进行停电试验进一步核实。

1.11 对引进的国外设备，应按照国外制造厂标准和有关技术协议进行试验，但试验标准不得低于本标准的规定。 1.12预试周期长短，应根据设备的具体情况加以选择，重要、新投、有缺陷设备的周期应缩短；绝缘稳定设备

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的周期可适当延长。交接试验后一年未投入运行的设备在投运前要求重做的项目本规程特设“投运前”周期内容。 1.13因无试验仪器不能进行的或因试验时间短不能进行的试验项目，要有备案。交接试验未进行的项目要在“交接试验报告”中记录；预防性试验不能进行的项目要在“预防性试验报告”中记录；大、小修中不能进行的项目要在“大修报告”、台帐中记录，以便日后作为考察、分析设备运行状况的依据。

2 旋转电机

2.1同步发电机

2.1.1容量为6000KW以上的同步发电机的试验项目，周期和标准见表2-1

表2-1同步发电机试验项目、周期和标准

序号 项目 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化1 指数 周期 1）交接时 后 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 标准 1）绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件值的1/3以下时，应查明原因。 2）各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。 3）吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0 定子绕组的直流电阻 2 1）交接时 2）大修时 3）出口短路后 4）小修时（200MW及以上国产汽轮发电机） 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的1.5%（水轮发电机为1%）。超出要求者，应查明原因 1）在冷态下测量，绕组表面温度与周围空气温度之差不应大于±3℃ 2）汽轮发电机相间（或分支间）差别及其历年的相对变化大于1%时应引起注意 3）电阻值超出要求时，可采用定子绕组通入10%—20%额定电流（直流），用红外热像仪查找 定子绕组泄漏电流和直流耐压 1）交接时 2）大修前、后 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 4）更换绕组3 后 1） 试验电压如下： 新装的；大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un 运行机组重新安装时；局部更换定子绕组并修好后2.5Un 大修前 运行20年及以下者2.5Un 运行20年以上与架空线路直接连接者2.5Un 运行20年以上不与架空线路直接连接者2.0~2.5Un 小修时和大修后2.5Un 2）在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%;最大泄漏电流在20µA以下者,应根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时，各相间差值可不考虑。 3）泄漏电流不应随时间延长而增大 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行。交接时或处于备用状态时，可在冷状态下进行。 2）试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1min 3）不符合标准2）3）之一者，应尽可能找出原因并消除，但并非不能运行 4）泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析 5）试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏敝。 说明 1）额定电压为1000V以上者，用2500V兆欧表，量程一般不低于10000MΩ 2）大修前、（温度、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常2

定子绕组1）交接时 3）更换绕组后 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下: 容量（KW或KVA） 额定电压Un(v) 试验电压(v) 2Un+1000 1）应在停机后清除污秽前热状态下进行.交接时或备用状态时,可在冷状态上进行.。 2）有条件时，可采用超低频（0.1Hz）耐压,试验电压峰值为工频试验电压峰值的1.2倍,持续时间为1min 3）全部或局部更换定子绕组的工艺过程中的试验电压按制造厂规定 交流耐压 2）大修前 10000及以上 6000~24000 4 2)交接时,交流耐压标准按上表值乘0.8倍 3)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为: 运行20年及以下者 运行20年以上不与架空线路直接连接者 1.5Un (1.3-1.5)Un 转子绕组的绝缘电阻 1）交接时 2）大修转子清扫前、后 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 1）绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ 1）用1000V兆欧表测量。 2）对于300MW以下的隐极式电机，当定子绕组已干燥完毕而转子尚未干燥，如果转子绕组的绝缘电阻值在75℃时不小于2KΩ，或在20℃时不小于20KΩ，也可投入运行。 3）对于300MW及以上隐极式机组在10-30℃转子绕组绝缘电阻值不应小于0.5MΩ 5 转子绕组6 的直流电阻 转子绕组1）交接时 2）大修时 与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2% 在冷态下进行测量 隐极式转子后，局部修理槽内绝缘和更换绕组后 试验电压如下： 隐极式转子全部更换绕组并修好后 额定励磁电压500V及以下者为10Un但不低于1500V；500V以上者为2Un+4000V 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后 1）隐极式转子拆卸套箍只修理端部绝缘时和交接时，可用2500V兆欧表代替 2）隐极式转子若在端部有铝鞍，则在拆卸套箍后作绕组对铝鞍的耐压试验。试验时将转子绕组与轴连接，在铝鞍上加电压2000V 3）全部更换转子绕组工艺过程中的试验电压值按制造厂规定 1） 小修时用1000V兆欧表 2） 大修时用2500V兆欧表 3） 回路中有电子元器件设备时，试验时应取出插件或将两端短接 交流耐压 拆卸套箍7 5Un，但不低于1000V，不大于2000V 发电机和励磁机的励磁回路所连接的8 设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻 9 发电机和励磁机的1）交接时 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 绝缘电阻不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除 1）交接时 2）大修时 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替 3

励磁回路所连接发电机的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。 定子铁芯试验 10 1）交接时 2）重新组装或更换、修3）必要时 1）磁密在1T下齿的最高温升不大于25℃，齿的最大温差不大于15℃，单位损耗不大于1.3倍参考值，在1.4T下自行规定 1）交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可不进行试验。 2）在磁密为1T下持续试验时间为90min，在磁密为1.4下持续时间为45min 3）可用红外热像仪测温。 发电机和11 励磁机轴承的绝缘电阻 灭磁电阻12 器的直流电阻 转子绕组的交流阻抗和功率13 损耗 1）交接时 2）大修时 在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意 1）隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量。 2）每次试验应在相同条件相同电压下进行，试验电压峰值不超过额定励磁电压 3）交接时，超速试验前后进行测量 检温计绝14 缘电阻和温度误差 定子槽部线圈防晕15 层对地电位 必要时 不大于10V 1）运行中测温元件电压升高、槽楔松动或防晕层损坏时测量 2）试验时对定子绕组施加额定交流电压值，用高内阻电压表测量线棒表面对地电位 定子绕组端部动态特性 16 1）交接时 2）大修时 3）必要时 1）新机交接时，绕组端部整体模态频率在94-115HZ范围之内为不合格。 2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率3）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94-115HZ范围之内，振型不是椭圆，应结合发电机历史情况综合分析。 4）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94-115HZ范围之内为不合格。 17 轴电压 1）交接时 1）在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子4

测量时采用高内阻（不小于100K1）应结合历次测量结果进行综合分析。 2）200MW机组及以上汽轮发电机1）交接时 2）大修时 1） 绝缘电阻值自行规定 2） 检温计指示值误差不应超过制造厂规定 用250V及以下兆欧表 1）交接时 2）大修时 与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10% 非线性电阻按厂家要求 1）交接时 2）大修时 汽轮发电机组的轴承不能低于0.5MΩ 安装前后分别用1000V兆欧表测量内端盖、密封瓦、端盖轴承等处的绝缘电阻 理硅钢片后 2）单位损耗参考值见附录A 在94-115HZ范围之内且振型为椭圆为不合格。 应进行试验，其他机组不作规定 2）大修后 3）必要时 两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压 2）汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V Ω/V）的交流电压表 定子绕组绝缘老化鉴定 18 大修时 见附录A 1）累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿的机组应进行，其它机组不作规定。 2）新机投产后第一次大修有条件时可对定子绕组做试验，以留取初始值。 空载特性曲线 19 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 1）与制造厂（或以前测得的）数据比较，应在测量的范围以内 2）在额定转速下的定子电压最高试验值： 3）对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为5min。 1）交接时有出厂数据时只做带变压器的空载特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变2）大修时一般可以仅做变压器的试验。 交接时有出厂数据时只做带变压器的短路特性曲线试验；若无出厂数据时应分别做带与不带变压器的试验。 汽轮发电机为1.3 Un（带变压器时为1.1 Un） 压器的空载特性曲线试验。 三相稳定20 短路特性曲线 1）交接时 2）必要时 与制造厂（或以前测得的）数据比较，其差别应在测量误差的范围以内。 发电机定21 子开路时的灭磁时间常数 次瞬态电22 抗和负序电抗 测量自动23 灭磁装置分闸后的定子残压 1）交接时 2）更换灭磁开关后 时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异 交接时 电抗值不作规定 已有厂家型式试验数据时，可不进行 交接时 残压值不作规定（一般在200V以下） 检查相序 1）交接时 24 2）改动接线后 温升 1）第一次大修前 2）定子或转25 子绕组更换后、冷却系统改进后 3）必要时 应与电网的相序一致 应符合制造厂规定 如对埋入式温度计测量值有怀疑时应用带电测平均温度的方法进行校核 2.1.2有关定子绕组干燥问题的规定。发电机交接及大修中更换绕组时，容量为10MW（MVA）以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件：

1）分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。

2）在40℃时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于（Un+1）MΩ（取Un的千伏数，下同），分相试验时，不小于2（Un+1）MΩ。若定子绕组不是40℃，定子绕组绝缘电阻一般可按常用IEEE Std43－1974推荐公式换算： Rc=KtRt

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式中：Rc----换算至75℃或40℃时的绝缘电阻值，MΩ Rt----试验温度为t℃时的绝缘电阻值，MΩ Kt----绝缘电阻温度换算系数。

绝缘电阻温度换算因数（Kt）按下列公式换算：Kt＝10式中：t―――试验时的温度，℃

t1―――换算温度值（75℃、40℃或其他温度）；℃

α―――温度系数℃，此值与绝缘材料的类别有关，如对于A级绝缘为0.025；B级绝缘为0.030。

2.2直流电机

2.2.1直流电机的试验项目、周期和标准见表2-2所示

表2-2直流电机的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1）用1000V兆欧表 2）对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻。 －1

α（t－t1）

1）交接时 绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 2 绕组的直流电阻 电枢绕组片间1）交接时 与制造厂试验数据或以前测得值比较， 2）大修时 相差一般不大于2% 1）交接时 相互间的差值不应超过最小值的10% 2）大修时 1）由于均压线产生的有规律变化，应与各相应的片间进行比较。 2）交接时6000KW以上发电机的励磁机进行测量 3 的直流电阻 绕组的交流耐压 4 1）交接时 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电2）大修时 压： 1）交接时为0.75(2Un+1000)V,但不小于1200V 2）大修时为1000V 100KW以下直流电机可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 5 磁场可变电阻1）交接时 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应在所有接头位置测量，电阻值变化应有规律性 用1000V兆欧表 器的直流电阻 2）大修时 应大于10% 励磁回路所有1）交接时 一般不低于0.5MΩ 2）大修时 6 连接设备的绝缘电阻 7 碳刷中心位置 1）交接时 核对位置是否正确，应满足良好换向要2）大修时 求 绕组极性及其1）交接时 极性和连接均应正确 2）接线变动时 直流发电机的1）交接时 与制造厂试验数据比较，应在测量误差2）更换绕组后 范围内 8 连接 1）空载特性：测录到最大励磁电压值为止 2）励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行 9 特性 2.3 中频发电机（永磁机）

2.3.1 中频发电机（永磁机）的试验项目、周期和标准见表2-3所示

表2-3中频发电机（永磁机）的试验项目、周期和标准

序号 项目 周期 标准 6

说明 绕组的绝缘电阻 1 1）交接时 绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）大修时 3）春季预防性试验和下半年小修各一次 1000V以下的中频发电机使用1000V兆欧表；1000V及以上者使用2500V兆欧表 绕组的直流电2 阻 1）交接时 1）各相绕组直流电阻值相互差别不超2）大修时 过最小值的2% 2）励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应有显著差别 3 绕组的交流耐压 1）交接时 试验电压为出厂试验电压值的75% 2）大修时 副励磁机的交流耐压试验可用1000V兆欧表测量绝缘电阻代替 4 空载特性曲线 1）交接时 与制造厂出厂值比较应无明显差别 2）大修时 2.4 交流电动机

2.4.1交流电动机的试验项目、周期和标准见表2-4所示

表2-4交流电动机的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 周期 1）交接时 1）绝缘电阻值 2）大修时 （1）额定电压3000V以下者，在室温3）春季预防性试验和下半年1 小修各一次 下不应低于0.5MΩ （2）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于1MΩ/KV；投运前（3）转子绕组不应低于0.5MΩ 2）吸收比或极化指数自行规定 标准 说明 1）500KW及以上的电动机，应测量吸收比（或极化指数）。 2）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表，3KV以上的电动机使用2500V兆欧表。 3）小修时定子绕组可与其所连接的电起测量 。 4）有条件时应分相测量 。 5）加装变频器的电动机测量前应与变频器脱离。 绕组直流电阻 1）交接时 1）3KV及以上或100KW及以上的电动2）大修时 机各相绕相直流电阻值的相互差值不3）1年2 （3KV及以上或100KW及以上） 定子绕组泄漏电流和直流耐压 3 1）交接时 1）3KV及以上或500KW及以上的电动2）大修时 机应进行试验 更换绕组后 2）交接时，全部更换绕组时试验电压为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un。 3）泄漏电流相互差别一般不大于最小值的100%，20µA以下者不作规定 定子绕组的交4 流耐压 1）交接时 1）全部更换绕组后试验电压为2）大修时 （2Un+1000）V，但不低于1500V 3）更换绕2）交接时试验电压0.75(2Un+1000)V 7

1）低压和100KW及以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 有条件时应分相进行试验 应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，相互差值不应超过最小值的1% 3）应注意相互间差别的历年相对变化 室温下（包括电缆）不应低于1 MΩ/KV 缆一起测量，转子绕组可与起动设备一 组后 3)大修时或局部更换定子绕组后,试验电压为1.5Un,但不低于1000V 2）更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定 1)绕线式电机已改为直接起动者,可不绕线式电动机转子绕组的交流耐压 1）交接时 试验电压如下： 2）大修时 3）更换绕组后 电动机状态 全部更换转子绕组后 2Uk+1000V 4Uk+1000V 不可逆式 可逆式 做交流耐压 2)UK为转子静止时,在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压 5 交接时 0.75(2Uk +1000)V 0.75(4Uk +1000)V 3.0Uk2000V 但大修时或局部更换定子绕组后 1.5Uk,但不小于1000V 不小于可变电阻器或6 起动电阻器的直流电阻 可变电阻器与7 起动电阻器的绝缘电阻 8 转子金属绑线的绝缘电阻 定子绕组的极9 性 1）交接时 与制造厂数值或最初测得结果相比较， 2）大修时 相差不应超过10% 1）交接时 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低2）大修时 于0.5MΩ 用2500V兆欧表 1）交接时 绝缘电阻不应低于0.5MΩ 2）大修时 1）交接时 定子绕组的极性与连接应正确 2）接线变动时 用2500V兆欧表 1）对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性 2）中性点无引出者可不检查极性 1）空转检查时间一般不小天1h 2）测定空载电流应在对电动机有怀疑时进行 3）3000V以下电动机仅测空载电流不测空载损耗 空载电流和空载损耗 10 1）交接时 1）转动应正常，空载电流与出厂或大2）大修时 修后试验相比应无明显变化 2）额定电压下空载损耗值不得超过上次值的50% 3 电力变压器及电抗器 3.1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表3-1

表3—1 35KV及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准

序号 项目 油中溶解气体色谱分析 1 周期 1）交接时 2）投运前 3）大修后 4）运行中 (1)220KV变压器和120MVA以上的变压器3-6个月1更换绕组后增加(2)110KV变压器标准 1）新装变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值： 总烃：20µl/1；H2：30µL/1；C2H2：不应含有 2）大修后变压器的油中任一项溶解气体含量不得超过下列数值： 总烃：50µl/1；H2：50µL/1；C2H2痕量 3）对110KV及以上变压器的油中一旦出线4）运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下说明 1)总烃包括:CH4、C2H6、C2H4、和C2H2四种气体 2）溶解气体组份含量的单位为µL/1 3）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析 4）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判次；对新装、大修、C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势 第4、10、30天。 列数值时应引起注意： 总烃：150µL/1；H2：150µL/1；C2H2：5.0µL/1 断 8

新装、大修、更换绕组后30天和180天内各做1次，以后1年一次 (3)35KV变压器8MVA以上1年1次，8MVA以下2年1次。 5）必要时 5）烃类气体总和的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)相对产气速率大于10%月,则认为设备有异常 5）新投运的变压器应有投运前的测试数据 6）从实际带电之日起，即纳入监测范围 7）封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220KV变压器不超过3个月，110KV变压器最长不应超过6个月 绕组直1）交接时 3）每年春季预防性试验时 4）无载调压变压器变换分接位置 5）有载调压变压器的分接开关检修后（在所有分接） 6）必要时 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引2）1.6MVA及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2%，当超过1%时应引起注意 4）电抗器参照执行 1）如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了超过2% 2）不同温度下的电阻值按下式换算：R2=R1（T+t2）/(T+t1)式中R1、R2分别为在t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225； 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻 5）220KV及以上绕组测试电流不大于10A 流电阻 2）大修后 出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 产生这种偏差的原因，但不能2 1）交接时 2）投运前 3）大修后 4）每年春季预防绕组绝缘电3 阻、吸收比或极化指数 性试验时 5）必要时 1）绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%(10000MΩ以上) 极化指数不低于1.5 3）220KV及120MVA以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况 1）用2500V及以上兆欧表 2）测量前被试绕组应充分放电 尽量在相近的温度下试验 4）尽量在油温低于50℃时试验， 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 6）变压器绝缘电阻大于10000MΩ时,吸收比和极化指数可仅作为参考 7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量 2）在10-30℃范围内，吸收比一般不低于1.3；3）测量温度以顶层油温为准，绕组的 1）交接时 4 tgδ 2）大修后 3）必要时 1）20℃时的tgδ不大于下列数值： 110-220kV 0.8% 35kV 1.5% 9

1）非被试绕组应接地，被试绕组应短路 2）同一变压器各绕组的tgδ2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%） 3）试验电压如下： 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 标准值相同 3）测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验 4）尽量在油温低于50℃时试验 5）封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的tgδ 电容型套管的5 tgδ和1）交接时 2）大修时 3）每年春季预防4）必要时 见第6章 1） 用正接法测量 2） 测量时记录环境温度和设备的顶层油温 3） 封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管 电容值 性试验时 6 绝缘油试验 交流耐 1）交接时 3）更换绕组后 见第9章 油浸设备验电压值按附录G 1）宜用变频感应法； 2）35kV全绝缘变压器，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验； 3）电抗器进行外施工频耐压试验 4）35KV及以下绕组、变压器中性点应进行外施耐压试验 压试验 2）大修后 4）必要时 7 铁芯110kV及以上变压器、电抗器： 1）交接时 2）大修后 3）更换绕组后 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 1）与以前试验结果相比无明显差别； 2）出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A 1）用2500V兆欧表 2）夹件也有单独外引接地线的应分别测量 （有外引接地8 线的）绝缘电阻 穿芯螺栓、夹件、绑扎9 钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 10 油中含水量 油中含气量 绕组泄1）交接时 2）大修后 3）必要时 220kV及以上的绝缘电阻一般不低于500 MΩ；其它变压器一般不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表； 2） 连接片不能拆开者可不测量 1）交接时 见第9章 见第9章 1）试验电压一般如下： 10 1）读取1分钟时的泄漏电流11 12 漏电流 2）大修后 3）每年春季预防性试验时 4）必要时 绕组额定电压（kV） 直流试验电压（kV） 6-10 35 110-220 值 2）封闭式电缆出线变压器的 10 20 40 电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量 3）泄露电流参考值参见附录I的规定 2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻应与兆欧表所测值相近（在相同温度下） 变压器绕组电13 压比 1）交接时 2）更换绕组后 3）分接开关引线拆装后 4）必要时 三相变14 压器的接线组别 变压器15 空载电流和空载损耗 变压器短路阻16 抗和负载损耗 1）更换绕组后 2）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）拆铁芯后 2）更换绕组后 3）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 1）交接时 2）更换绕组后 3）必要时 必须与变压器的铭牌和出线端子标号相符 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 试验电源可用三相或单相 试验电源可用三相或单相，试验电流可用额定电流或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 局部放电 17 1）交接时 110kV及以上 2）大修后(220kV或120MVA及以上变压器) 3）必要时 在线端电压为1.5Um/√3时，放电量一般不大于500pC，在线端电压为1.3Um/√3时，放电量一般不大于300pC 试验方法应符合GB1094.3-2003《电力变压器第三部分 绝缘水平和绝缘试验》的规定 有载调18 压装置的试验1）交接时 2）大修后 1）交接时按GB 50150-1991 2）按DL/T574-1995《有载分接开关运行维护导 3）按制造厂要求 则》执行 和检查 4）必要时 测温装19 置及其二次回1）交接时 2）大修后 3）每年春季预防密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 路试验 性试验时 气体继电器及20 其二次回路试验 压力释21 放器试验 1）交接时 2）大修后 3）必要时 11 动作值与铭牌值相差应不大于10%或符合制造厂规定 交接时有出厂试验报告可不做 1）交接时 2）大修后 3）必要时 整定值应符合DL/T 540-1994《QJ-25/50/80型气体继电器检验规程》要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 22 整体密1）交接时 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 封检查 2）大修后 冷却装1）交接时 2）大修后 3）每年春季预防1）投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏 2）强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定 3）绝缘电阻一般不低于1 MΩ 23 置及其二次回路试验 性试验时 套管电24 流互感1）交接时 2）大修后 按表4-1 器试验 3）必要时 变压器全电压25 下冲击合闸 1）交接时 2）更换绕组后 1）新装和更换绕组后，冲击合闸5次，每次间隔5min 2）部分更换绕组后，冲击合闸3次，每次间隔5min 1）在使用分接上进行； 2）由变压器高压侧加压； 3）合闸前110kV及以上的变压器中性点接地； 4）发电机变压器组中间无断开点时，可不进行 油中糠醛含量 必要时 1） 含量超过下表数值时，一般为非正常老化，出现以下情况时可进行： 需跟踪检测： 运行年限 26 糠醛含量（mg/l） 1-5 5-10 10-15 1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高； 15-20 2）150MVA以上升压变压器投运3-5年后； 0.1 0.2 0.4 0.75 3）需了解绝缘老化情况时 4）长期过载运行后，温升超标后 2） 跟踪检测时注意增长率 3） 测量值大于4 mg/l时，认为绝缘老化已比较严重 绝缘纸27 （板）聚合度 绝缘纸（板）28 含水量 必要时 含水量（m/m）一般不大于以下数值： 220kV---3% 必要时 当聚合度小于250时应引起注意 运行年限超过20年，应利用吊罩机会采样试验。 可用所测绕组的tgδ值推算，或取纸样直接测量。有条件时，可按DL/T 580-1995《用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法》进行测量 电抗器29 阻抗测量 30 31 振动 噪音 必要时 与出厂值相差±5%，与整组平均值相差在±2%范围内 如有试验条件限制，可在运行电压下测量 必要时 必要时 与出厂值相比，不应有明显差别 在额定电压及测量频率下一般不大于80dB（A） 按GB 7328-1987《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 油箱表32 面温度分布 变压器绕组变33 必要时 局部热点温升不超过80K 1）用红外测温仪或温度计测量 2）在带较大负荷时进行 110kV及以上变压器 2）更换绕组后 3）必要时 与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别 1）每次测量时，变压器外部接线状态应相同； 2）应在最大分接下测量 3）出口短路后应创造条件进行试验 形试验 1）交接时 12

4）不超过6年 4）可用频率响应法和低电压阻抗法 变压器34 零序阻抗 110kV及以上变压器： 1）交接时 2）更换绕组后 如有制造厂试验值，交接时可不测 变压器35 相位检查 1）交接时 2）更换绕组后 3）外部接线变更后 必须与电网相位一致 3.2消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和标准见表3-2

表3-2消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组直流电阻 周期 1）交接时 2）大修后 3）厂用变、消弧线圈每年春季预防性试验时 4）有载调压1 变压器分接开关检修后（在所有分接） 5）无载调压变压器变换分接位置后 5）必要时 绕组绝缘电阻、吸收比1）交接时 、投运时 3）厂用变、2 接地变、消弧线圈、干式变压器每年春季预防性试验时 4）必要时 油浸变压器和消弧线圈3 绕组的tgδ 必要时 1）20℃时的tgδ不大于1.5% 2）tgδ值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30%） 3）试验电压如下： 绕组电压10 kV及以上： 10 kV 绕组电压10 kV以下： Un 绝缘油试验 1）交接时 4 、投运前 2）大修后 13

见第9章 投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同，厂用变按110 kV及以上对待 不同温度下的tgδ值一般可用下式换算： tgδ2=tgδ1×1.3t2-t1t1、t2下的tgδ值 （）/10标准 1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2% 3）各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2% 4）电抗器参照执行 说明 1）如果电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3）项执行 2）不同温度下的电阻值按下式换算： R2=R1（T+t2）/（T+t1）式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225； 3）无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻； 4）有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻 绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化 1） 用2500V及以上兆欧表 2） 测量前被试绕组应充分放电 3） 绝缘电阻大于10000MΩ时，可不测吸收比或极化指数 或极化指数 2）大修后 式中tgδ1、tgδ2分别为在温度3）厂用变、消弧线圈每年春季预防性试验时 4）必要时 交流耐压试验 5 1）交接时 2）大修后 3）干式变压器大修时 4）必要时 穿芯螺栓、夹件、绑扎6 钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻 变压器绕组电压比 7 1）交接时 2）更换绕组后 3）必要时 1）各相应分接的电压比顺序应与铭牌相同 2）电压35 kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%，其它所有变压器的额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值（%）的1/10以内，但不得超过1% 三相变压器8 1）交接时 后 变压器空载9 电流和空载损耗 1）交接时 2）必要时 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较） 变压器短路10 阻抗和负载损耗 1）交接时 2）更换绕组后 与出厂或大修后试验相比应无明显变化 试验电源可用三相或单相，试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电流下的值，可在相同电流下进行比较） 环氧浇注型11 干式变压器1）交接时 2）更换绕组3）必要时 有载调压装置的试验和12 检查 1）交接时 2）大修后 3）1年或制造厂要求 4）必要时 测温装置及13 其二次回路试验 1）交接时 2）更换绕组后 3）大修时 14 气体继电器1）交接时 整定值符合运行规程要求，动作正确，绝缘14

测绝缘电阻用2500V兆欧表 密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的检定周期内使用，绝缘电阻不低于1 MΩ 测绝缘电阻用2500V兆欧表 按DL/T574-1995《有载分接开关运行维护导则》的规定执行 干式变压器按GB 6450-1986《干式电力变压器》规定进行 试验方法符合GB 6450-1986规定 必须与变压器的铭牌和出线端子标示相符 1）交接时 2）大修时 一般不低于10 MΩ 1） 用2500V兆欧表 2） 连接片不能拆开者可不测量 1）油浸设备试验电压值按附录H 2）干式变压器试验电压值按附录G全部更换绕组时按出厂试验值，部分更换绕组和定期试验按交接试验值 消弧线圈大修后只在更换绕组时进行 的接线组别 2）更换绕组的局部放电 后 及其二次回路试验 15 整体密封检查 冷却装置及16 其二次回路试验 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）大修时 1）交接时、投运前 2）大修后 3）必要时 电阻一般不低于1 MΩ 按《变压器检修工艺导则》的规定执行 干式变压器不进行 冷却装置的检查和试验按制造厂规定；绝缘电阻一般不低于1 MΩ 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 消弧线圈的17 电压、电流互感器绝缘和变比测量 接地变压器18 1）交接时 2）大修后 3）必要时 见表4-1、表4-2 测量绝缘电阻用2500V兆欧表 1）交接时 后 交接时如有制造厂数据，可不测 的零序阻抗 2）更换绕组19 干式变压器的噪音测量 变压器绕组变形试验 必要时 与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别 按GB 7328-1987《变压器和电抗器的声级测定》的要求进行 50MW及以上机组的高压厂用变压器： 1)交接时 2)更换绕组后 3)必要时 1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同 2）应在最大分接下测量 3）出口短路后应进行试验 20 4 互感器 4.1电流互感器

4.1.1电流互感器的试验项目、周期和标准见表4-1。

表4-1电流互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组及末屏的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1）用2500V兆欧表 2）测量时非被试绕组（或末屏）、外壳应接地 1）交接时、1）绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始投运前 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 值的60% 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ tgδ及电容量 1）交接时、1）主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数投运前 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 值，且与历年的数据比较，不应有显著的变化： 电压等级KV 交接 、 大 修 后 15 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 3.0 2.5 2.0 2.0 35 — 110 0.8 220 0.6 1）主绝缘tgδ试验电压为10KV，末屏对地tgδ试验电压为2KV 2）油纸电容型充油型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验电压值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10KV升到Um/√3时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 3）固体绝缘电流互感器一般不进行tg2 运行中 油纸电容型 充油型 胶纸电容型 — 1.0 0.8 δ测量 3.5 3.0 2.5 2.5 — — 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与出厂值或初始值差别超出±5%时应查明原因 3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不应大于2% 110KV及以上电流互感器油中3 溶解气体的色谱分析 1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显2）每年春季预防性试验 变化，且不应含有C2H2 2）运行中油中溶解气体组合分含量超过下列任一值时应引起注意 全密封电流互感器按制造厂要求进行 3）大修后 总烃：100μΙ/Ι 4）必要时 H2： 150μΙ/Ι C2H2： 2μΙ/Ι（110KV级） 1μΙ/Ι（220级） 110KV及以4 上电流互感器油中含水量 交流耐压 1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后 3）必要时 全密封电流互感器按制造厂要求进行 电压等级KV 110 水份mg/l 20 220 15 二次绕组交流耐压可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替。 1）交接时（35KV及以下） 3）大修后 4）必要时 1）一次绕组交流耐压标准见附表G 2）二次绕组之间及对地为2KV 3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进5 2）大修时 行 局部放电 1）35KV固体绝缘电流互感器 (2)投运后3年内 1）固体绝缘电流互感器在电压为1.2Um/√3时放电量：交接时不大于20Pc。在电1）试验接线按GB 5583-1985进行 2）110KV及以上的油浸电流互感器交行个别抽试。 3)预加电压为出厂工频耐压值的80%。测量电压在两值中任选其一进行。 压为1.2Um时放电量：交接时不大于50Pc 接时若有出厂试验值可不进行或只进为1.2Um/√3时，放电量不大于5pC。在电压为1.2Um时放电量：交接时不大于(1)交接时 2）110KV及以上油浸式电流互感器在电压6 (3)必要时 10Pc 2）110KV及以上油浸电流互感器： (1)交接时(2)大修后(3)必要时 极性 1）交接时 与铭牌标志相符 2）大修后 3）必要时 7 8 各分接头1）交接时 与铭牌标志相符 16

计量有要求时和更换绕组后应测量的变比 2）大修后 3）必要时 角、比误差，角、比误差应符合等级规定 在继电保护有要求时进行。应在曲线拐点附近至少测量5-6个点；对于拐点电压较高的绕组，现场试验电压不超过2KV 励磁特性9 曲线 1）交接时 1）与同类型电流互感器特性曲线或制造2）大修后 厂的特性曲线比较，应无明显差别 3）必要时 2）多抽头电流互感器可在使用抽头或最大抽头测量 绕组直流10 电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后 3）必要时 绝缘油击穿电压 11 1）交接时：见第9章 35KV及以上 2）大修后 3）必要时 全密封电流互感器按制造厂要求进行 绝缘油tg12 δ（%） 1）交接时110KV以上 及1)投入运行前的油： 注入前：≤0.5 注入后：220KV及以下≤1 1）当电流互感器tgδ较大但绝缘油其他性能正常时应进行该项试验 2）全密封电流互感器按制造厂要求进行 2）必要时 2）运行油≤2 密封检查 13 1）交接时 应无渗漏油现象 2）大修后 3）必要时 注：套管式电流互感器按表4－1中序号1、5、7、8、9、10，其中序号5可随同变压器、电抗器或断路器等一起进行。 4.2电压互感器

4.2.1电压互感器的试验项目、周期和标准见表4-2和表4-3

表4-2电磁式电压互感器的试验项目、周期和标准

序号 项目 绕组的绝缘电阻 1 周期 标准 说明 1） 使用2500V兆欧表 2） 测量时非被试绕组、外壳应接地 1）交接时、绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60％ 投运前 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 tgδ（20KV及以上油浸式电流互感器） 2 1）绕组绝缘： (1)交接时，投运前 (2)每年春季预防性试验时 (3)大修后 (4)必要时 1）绕组绝缘：tgδ（％）不应大于下表中数值： 额定温度 交接时5 10 20 30 40 电压 ℃ 35KV及以下 110KV及1．5 2．5 3．0 5．0 7．0 大修后 运行时 交接时1．0 1．5 2．0 3．5 5．0 大修后 1．5 2．0 2．5 4．0 5．5 以上 运行时 2．0 2．5 3．5 5．5 8．0 110KV及以3 上电压互感器油中溶解气体1）交接时 1）交接时与制造厂试验值比较应无明显变化，2）每年春季预防性试验时 且不应含有C2H2 2）运行中油中溶解气体组份含量超过下列任一值时应引起注意 17 只有厂家明确要求不做油色谱分析时，才可不进行。 的色谱分析 3）大修后 总烃 100μl/l 4）必要时 H2: 150μl/l C2H2: 2μl/l 110KV及以4 上电压互感器油中含水量 1）交接时 油中微量水含量不应大于下表中数值： 2）大修后 3）必要时 水份mg/L 全密封电压互感器按制造厂要求进行 电压等级KV 交接时 运行中 110 20 35 220 15 25 交流耐压 1）交接时 1）一次绕组交流耐压标准见附录G 2）大修时 2）二次绕组之间及对地为2KV 3）大修后 4）必要时 1)感应耐压试验的频率f为150HZ及以上时,试验持续时间t按下式计算:t=60×100/f;但不应小于20s,且f不应大于300HZ 2)二次绕组可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 5 局部放电 1)发电机出口固体绝缘电压互感器： 1）固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.2Um/√3时的放电量：交接时不大于20pC；1.2Um时的放电量：交接时不大于50pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.2Um时的放电量：交接时1）试验接线按GB 5583-1985进行 2）110KV及以上油浸电压互感器交接时若有出厂试验值可不进行或只进行个别抽试，但对绝缘有怀疑时应进行 3）预加电压为其感应耐压的80%测量电压在两值中任选其一进行 (1)交接时 不大于20Pc。 (2)必要时 2）110KV及以上油浸电压互感器在电压为1.2Um/6 2)110KV及以上油浸电压互感器: (1)交接时、投运前 (2)大修后 (3)必要时 空载电流测试 7 1）交接时 1）在额定电压下的空载电流与出厂值或初始值2）更换绕组后 4）发电机出口TV:大修时 联结组别或极性 8 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）变动接线后 电压比 9 1）交接时 与铭牌标志相符 2）更换绕组后 3）必要时 绕组直流10 电阻 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 2）大修后 3）必要时 11 绝缘油击1）交接时 见第9章 18

比较应无明显差别。 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大中性点接地系统为1.5 Um/√3 √3时的放电量：不大于5 pC 从二次绕组加压试验，同时测量一次和二次绕组工频空载电流，且一次工频电流不应大于10mA 3）必要时 允许电流。中性点非有效接地系统为1.9 Um/√3， 计量有要求时或更换绕组后测量角、比误差，角、比误差应符合等级规定 全密封电压互感器按制造厂要求穿电压 2）大修后 3）必要时 进行 绝缘油tgδ 12 1）交接时 新油90℃时不应大于0.5% 2）必要时 注入设备后不应大于0.7% 1）当油浸电压互感器tgδ较大，但绝缘油其他性能正常时，应进行该项试验 2）全密封电压互感器按制造厂要求进行 铁芯夹紧13 螺栓（可接触到的）绝缘电阻 密封检查 14 1）交接时 一般不得低于10MΩ 2）大修后 1）用2500V兆欧表 2）吊芯时进行 1）交接时 应无渗漏油现象 2）大修后 3）必要时 试验方法按制造厂规定 表4-3电容式电压互感器的试验项目、周期和标准

序号 中间变压器1 一、二次绕组直流电阻 中间变压器的绝缘电阻 2 1）交接时 与出厂值或初始值比较，应无明显差别 当一次绕组与分压电容器在内部连接而2）大修后 3）必要时 1）交接时 1）一次绕组对二次绕组及地应大于2）大修后 1000MΩ 3）每年春季预防性试验时 4）必要时 3 角、比误差 阻尼器检查 4 必要时 应符合等级规定 计量有要求时进行 1）用1000V兆欧表 2）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组端子上。当阻尼器在制造厂已接入中间变压器内部时，可不检查。 电容器极间绝缘电阻 5 1）交接时 一般不低于5000MΩ 2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验 4）必要时 电容值 1）交接时 1）每节电容值偏差不超出额定值的2）投运后1年内 6 3）每年春季预防性试验时 4）极间耐压后 19

-5%- +10%范围 2）电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期 3）一相中任两节实测电容值差不应超过5% 1）用交流电桥法 2)若高压电容器分节，则试验应针对每节单独进行。 2）一相中任两节实测电容值之差是指实测电容之比值与这两单元额定电压之比值倒数之差 用2500V兆欧表 2）二次绕组之间及对地应大于10MΩ 用1000 V兆欧表，从X端测量 无法测量时可不测 项目 周期 标准 说明 1）交接时 1）绝缘电阻应大于10 MΩ 2）大修后 2）阻尼器特性检查按制造厂要求进行 3）必要时 5）必要时 tgδ(%) 1）交接时 交接时： 2）投运后1年内 7 3）每年春季预防性试验 油纸绝缘0.5；膜纸复合绝缘0.15 运行中： 1）油纸绝缘0.5，如超过0.5但与历年测试值比较无明显变化且不大于0.8，可监督运行。 加强监视，超过0.3时应更换 交流耐压和局8 部放电 必要时 试验电压为出厂值的75%，当电压升至试验电压后1min，降至0.8×1.3Um历时10s，再降至1.1Um/√3保持1min，局部放电量不大于10pC 渗漏油检查 9 1）交接时 漏油时停止使用 2）巡视检查时 低压端对地绝缘电阻 10 1）交接时 1）交接时不低于100MΩ 2）投运后1年内 3）每年春季预防性试验时 4.2.2电容式电压互感器的电容分压器的电容值与出厂值相差超出±2%范围时，或电容分压比与出厂试验实测分压比相差超过2%时，应进行准确度试验。

4.2.3带电测量耦合电容器和电容式电压互感器的电容值能够判断设备的绝缘状况，可在运行中进行监测。

4.2.3.1测量方法：在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算电容值。 4.2.3.2判断方法

a)计算得到的电容值的偏差超出额定值的-5%- +10%范围内时，应停电进行试验； b)与上次测量相比，电容值变化超出±10%时，应停电进行试验；

c)电容值与出厂值相差超出±5%时，应增加带电测量次数，若测量数据基本稳定，可以继续进行。

2）运行中不低于10MΩ 1）用2500V兆欧表 2）低压段指“N”或“J”或“δ”等 用观察法 1）若耐压值低于0.8×1.3Um时，则只做局部放电试验。 2）Um为最大工作线电压 上节电容器测量电压10KV,中压电容的试验电压自定。 4）必要时 2）膜纸绝缘0.2。若测试值超过0.2应5 开关设备

5.1 SF6断路器

5.1.1 SF6断路器的试验项目、周期和标准见表5-1。

表5-1 SF6断路器的试验项目、周期和标准

序号 项目 断路器内的SF6气体的湿1 度以及气体的其他检测项目 SF6气体泄露 2 1）交接时 2）大修后 3）必要时 辅助回路和3 控制回路绝缘电阻 1）交接时 2）每年春季预防性试验 20

绝缘电阻不低于1 MΩ 用1000V兆欧表 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 1）按GB 11023-1989方法进行 周期 见第9章 见第9章 标准 见第9章 说明 3）大修后 耐压试验 4 1）交接时 2）大修后 3）必要时 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%，当试验电压低于G的规定值时，按附录G的规定进行试验 辅助回路和5 控制回路的交流耐压 断路器的机械特性试验 1）交接时 2）机构大 修后 3）大修时 6 3）必要时 1）速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定 2）断路器的合、分闸时间及合分（金属短接）时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定 3）除制造厂另有规定外，断路器的分合闸同期性应满足下列要求 相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms 分、合闸电磁铁的动作电压 7 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）机构大 修后 4）必要时 导电回路电阻 8 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 分、合闸线圈9 的直流电阻及绝缘电阻 SF6气体密度继电器检查10 及压力表校验 1）交接时 2）机构大修后 1）交接时 2）大修后 3）每年春季预防性试验时 4）必要时 机构压力表校验（或调整），机构操11 作压力（液压）整定值校验，机构安全阀校验 12 操动机构在1）交接时 应符合制造厂规定 21

1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 按制造厂规定 1）应符合制造厂规定 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范围或直流额定电压的80% ~ 110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压65% ~120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 1）交接时的回路电阻值应符合制造厂规定 2）运行中，回路电阻值不大于出厂规定值 如用直流压降法测量，电流不小于100A 采用突然加压法 制造厂有要求时测 1）交接时 2）大修后 试验电压为2KV 1）可用2500V兆欧表代替 2）耐压试验后的绝缘电阻值不应降低 试验在SF6气体额定压力下进行 分闸、合闸及重合闸下的操作压力（液压）下降值 液压操动机13 构的泄露试验 2）机构大修后 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 按制造厂规定 应在分、合闸位置下分别试验 油泵补压及零起打压的14 运转时间 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 应符合制造厂规定 液压机构防15 失压慢分试验 闭锁、防跳跃及防止非全16 相合闸等辅助控制装置的动作性能 5.2 真空断路器

1）交接时 2）机构大修后 1）交接时 2）大修后 3）必要时 按制造厂规定 按制造厂规定 5.2.1 真空断路器的试验项目、周期和标准见表5-2

表5-2 真空断路器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 1 3）大修后 标 准 1）整体绝缘电阻参照制造厂的规定 2）断口和有机物制成的提升杆的绝缘电阻（MΩ）不应低于下表数值（20℃时）： 试验类别 交接时 大修后 运行中 说 明 用2500V兆欧表 额定电压（KV） <24 1200 24~40.5 3000 300 1000 1）更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验 2）相间、相对地及断口的耐压值相同 断路器主回路对地、断口2 及相间交流耐压 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按附录G规定值（交接时按交接试验电压标准，其它情况按大修试验电压标准） 辅助回路和控制回路交3 流耐压 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 试验电压为1KV 可用2500V兆欧表代替 4 导电回路电1）交接时 1）大修后及交接时应符合制造厂规定 如用直流压降法测量，电流应不小于22 阻 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 2）运行中不大于1.2倍出厂值 100A 断路器的机械特性 5 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 4）必要时 1）合闸时间、分闸时间及分、合闸速度应符合制造厂规定 2）分闸不同期不大于2ms，合闸不同期不大于3ms。 3）合闸弹跳时间对于12KV不大于2ms，对于40.5KV不大于3ms。 4)分闸反弹幅值不大于触头开距的20% 在额定操作电压下进行 灭弧室的触头开距及超6 行程 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 应符合制造厂规定 操动机构合闸接触器及分、合闸电磁铁的最低动作电压 7 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85% ~ 110%范围内或直流额定电压的80% ~ 110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 采用突然加压法 3） 大修后 压的65% ~ 120%范围内可靠动作，当合闸接触器和分、合闸电8 磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 灭弧室真空9 度测试 1）交接时 2）更换线圈后 3）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 用1000V兆欧表 1）交接时 2）大修时 3）必要时 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 5.3高压开关柜

5.3.1高压开关柜的试验项目、周期和标准见表5-3。

表5-3高压开关柜的试验项目、周期和标准

序号 项 目 辅助回路和控制回路绝1 缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 2 辅助回路和控制回路交1）交接时 2）大修后 23

试验电压为1KV 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 标 准 绝缘电阻不低于1MΩ 说 明 用1000V兆欧表 流耐压 操动机构合闸接触器及分合闸电磁铁的最低动作电压 3 1）交接时 2）机构大修后 1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85 ~ 110%范围内或直流额定电压的80% ~ 110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压的65% ~ 120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣 2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流大于50KA时为85%）时应可靠动作。 合闸接触器和分、合闸电4 磁铁线圈的直流电阻和绝缘电阻 断路器的机5 械特性及其它要求 绝缘电阻 6 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 交流耐压 7 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 检查电压抽8 取（带电显示）装置 灭弧室真空9 度测试 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）交接时 2）大修时 3）必要时 开关柜中断路器、隔离开10 关及隔离插头的导电回路电阻 五防性能检查 11 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 12 高压开关柜1）交接时 见第4章 24

应符合制造厂规定 五防指：①防止误分、误合断路器；②防止带负荷拉合隔离开关；③防止带电（挂）合接地（线）开关；④防止带接地（线）开关合断路器；⑤防止误入带电间隔 1）交接时和大修后应符合制造厂规定 隔离开关和隔离插头的回路电阻在有2）运行中不应大于制造厂规定值的1.5倍。 条件时进行测量 灭弧室真空度应符合制造厂规定 有条件时进行 应符合行业标准DL/T583—93《高压带电显示装置技术条件》 试验电压值按附录G规定 1）试验电压施加方式：合闸时各相对地及相间，分闸时各断口间 2）相间、相对地及断口间的试验电压值相同 应符合制造厂规定 在交流耐压试验前、后分别进行 根据断路器型式，应分别符合5.1、5.2、 5.3条中的有关规定 1）交接时 2）机构大修后 3）必要时 1）直流电阻应符合制造厂规定 2）绝缘电阻不小于1MΩ 测绝缘电阻用1000V兆欧表 采用突然加压法 中的电流互感器 2）大修后 3）必要时 注：电压互感器柜的试验项目、周期和要求可参照5-4中有关序号进行，柜内主要元部件（如：互感器、避雷器等）的试验项目按本规程有关章节规定。 5.4 隔离开关

5.4.1隔离开关的试验项目、周期和标准见表5-4

表5-4 隔离开关的试验项目、周期和标准

序号 项 目 有机绝缘支持绝缘子及提升1 杆的绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）大修后 试验类别 交接时 大修后 运行中 标 准 1）用兆欧表测量胶合元件分层电阻 2）有机材料传动提升杆的绝缘电阻（MΩ）值不得低于下表数值： 额定电压（KV） <24 1200 300 24~40.5 3000 1000 说 明 用2500V兆欧表 二次回2 路绝缘电阻 二次回3 路交流耐压试验 交流耐4 压 1)交接时 2)大修后 3)必要时 1)交接时 2)大修后 绝缘电阻不低于1MΩ 用1000V兆欧表 试验电压为1000V 可用2500V兆欧表测绝缘电阻代替 1)交接时 2)大修后 1)试验电压按附录G规定 2)用单个或多个元件支柱绝缘子组成的隔离开关进行整体耐压有困难时,可对各胶合元件分别耐压,其试验和要求按第7章的规定进行 1)在交流耐压试验前、后测量绝缘电阻，耐压后的阻值不应降低 2）110KV及220KV设备在有条件时进行耐压试验 电动操动机构5 线圈的最低动作电压 导电回6 路电阻 1）交接时 2）大修后 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%~80%范围内 1）交接时 2）大修后（110KV及以上） 1）交接时应符合制造厂规定 2）大修后不大于制造厂规定值的1.5倍 如用直流压降法测量，电流不小于100A 操动机7 构的动作情况 1）交接时 2）大修后 1）电动操动机构在额定操作电压下分、合闸5次，动作应正常 2）手动操动机构操作应灵活，无卡涩 3）闭锁装置应可靠 6 套管 6.1 套管的试验项目、周期和标准见表6

表6 套管的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 主绝缘及电容周 期 1）交接时 2）大修（包标 准 1）主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值： 25

说 明 用2500V兆欧表 型套管及末屏对地的绝缘电阻 括主设备大修）后 3）投运前 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 110KV以下5000MΩ 110KV及以上10000MΩ 2）末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 油中溶解气体2 色谱分析 1）交接时 2）大修后 3）6~10年（110KV及以上） 4）必要时 油中溶解气体组份含量（V/ V）超过下列任一值时应引起注意： H2： 500μl/l CH4： 100μl/l C2H2：1μI/I（220KV）,2μI/I（110KV及以下） 1）主绝缘20℃时的tgδ（%）值不应大于下表中数值： 电压等级KV 交接充油型 油纸电35 2.5 0.7 110 1.0 0.7 220 1.0 0.5 主绝缘及电容型套管末屏对地的tgδ与电容量 1）交接时 2）大修（包括主设备大修）后 3）投运前 4）每年春季预防性试验时 5）必要时 1）油纸电容型套管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ与出厂值或上一次测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，若tgδ随温度升高明显增大，或试验电压由10KV升到Um/√3，tgδ增量超过±0.3%时不应继续运行 2）测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量 3）存放1年以上的套管应做额定电压下的tgδ。 时 容型 胶纸电容型 大修充油型 油纸电3.0 1.0 1.5 1.0 1.5 0.8 1.5 1.0 1.0 后 容型 3 胶纸电容型 运行充油型 油纸电3.5 1.0 1.5 1.0 1.5 0.8 2.0 1.5 1.0 中 容型 胶纸电容型 2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻低于1000MΩ时应测量末屏对地的tgδ；加压2KV，其值不大于2% 3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超过±5%时应查明原因 交流耐压 4 1）交接时(35KV及以下) 2）大修后 4）必要时 110KV及以上5 电容型套管的局部放电 1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）变压器及电抗器套管的试验电压为Um/√3 2）在试验电压下局部放电值（PC）不大于下列数值： 1）交接时制造厂提供数据时可不进行此2）水平存放1年以上投运前应进行此项试验 3）左表括号内的局部放电值用于非变压油纸电容胶纸电容型 26 器、电抗器的套管 试验电压值见附录G 35KV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压 3.0 1.5 1.0 1.5Um/√3，其它套管的试验电压为1.05 项试验 型 交接及大修后 运行中 10 250（100） 20 自行规定 注：①充油型套管指以油作为主绝缘的套管，不包括与变压器内油连通的油压式套管

②油纸电容型套管是指以油纸电容芯为主绝缘的套管

③胶纸电容型套管是指以胶纸电容芯为主绝缘的套管，即胶纸充胶或充油型套管

7 支柱绝缘子和悬式绝缘子

7.1支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准见表7

表7支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目、周期和标准 序号 项目 110kV及1 以上绝缘子零值检测 1）交接时 2）悬式绝缘2 绝缘子绝缘电阻 子大修时 3）针式支柱绝缘子大修时 1）交接时 2）单元件支柱绝缘子大修时 3 绝缘子交流耐压 3）悬式绝缘子大修时 4）针式绝缘子大修时 6）更换绝缘子时 参照附录C污秽等级与对应符盐密度值绝缘子表4 面污秽物的等值盐密 1年 检查所测盐密值与当地污秽等级是否一致。结合运行经验，将测量值作为调整耐污秽水平和监督绝缘安全运行的依据。盐密值超过规定时，应根据情况采取调爬、清扫、涂料等措施 注：运行中针式支柱绝缘子和悬式绝缘子的试验项目在序号1、2、3中可任一选项。

应分别在户外能代表当地污染程度的至少一串悬垂绝缘子和一根棒式支柱绝缘子取样，测量应在当地积污量最重的时期进行 1） 支柱绝缘子的交流耐压试验电压值见附录B 2） 35kV针式支柱绝缘子交流耐压试验电压值如下： 两个胶合元件者，每个元件50kV 三个胶合元件者，每个元件34kV 3）机械破坏负荷为60~300kN的盘行悬60kV 1）棒式绝缘子不进行此项试验 2）35kV及以下的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压按本标准规定 1）针式支柱绝缘子的每一胶合元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300 1-5年 在运行电压下进行 周期 标 准 说 明 1）根据绝缘子的劣化率调整检测周期 2）对多元件针式绝缘子应检测每一胶合元件 MΩ 2）35kV及以下的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500 MΩ 1）用2500V及以上兆欧表 2）棒式支柱绝缘子不进行此项试验 5）随主设备 式绝缘子交流耐压试验电压值均为取8 电力电缆线路

8.1一般规定

8.1.1对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作直流耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。

8.1.2对额定电压为0.6/1kV的电缆线路可用1000V或2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻，代替直流耐压试验。

8.1.3进行直流耐压试验时应分阶段均匀升压（至少3段）每段停留1min读取泄漏电流，试验电压升至规定值至加压时间达到规定时间当中至少应读取一次泄漏电流。泄漏电流值和不平衡系数只做为判断绝缘状况的参考，不做为是否投入运行的判据，当发现泄漏电流与上次试验值相比有较大变化，泄漏电流不稳定，随试验电压的升高或随加压时间延长而急剧上升，应查明原因并排除终

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端头表面泄漏电流或对地杂散电流的影响。若怀疑电缆绝缘不良，则可提高试验电压（不宜超过产品标准规定的出厂试验电压）或是延长试验时间，确定能否继续运行。

8.1.4电缆线路在停电后投运之前必须确认电缆的绝缘状况良好，可分别采取以下试验确定：

1)停电超过1周但不满1个月，测量绝缘电阻（异常时按b处理） 2）停电超过1个月但不满1年的：作规定耐压试验值的50%耐压1min。 3)停电超过1年的电缆线路必须作常规耐压试验。

8.1.5新敷设的电缆投入运行3-12个月，一般应作1 次直流耐压试验，以后再按正常周期试验。 8.2橡塑绝缘电力电缆线路

橡塑绝缘电力电缆是指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘与乙丙橡皮绝缘电力电缆。 8.2.1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准见表8-1

表8-1橡塑绝缘电力电缆线路的试验项目、周期和标准 序号 项目 电缆主绝缘1 绝缘电阻 周期 标 准 说 明 0.6/1kV电缆，用1000V兆欧表 0.6/1kV以上电缆用2500V或5000V兆欧表 1）交接时 0.6/1kv电缆不低于1MΩ，交接时不低2）耐压试验前 3）必要时 于1000 MΩ；0.6/1kv以上电缆不低于1MΩ/Kv，交接时不低于2500 MΩ 电缆外护套、内衬层绝缘2 电阻 1）交接时 每公里绝缘电阻值不应低于0.5MΩ 2）耐压试验前 3）必要时 1）用500V兆欧表 2）当绝缘电阻低于标准时应采用附录D中叙述的方法判断是否进水 3）110kV及以上电缆进行外护套测试，无外电极时不做 铜屏蔽层电阻和导体电3 1）交接时 较投运前的电阻比增大时，表明铜屏蔽2）重作终后 3）必要时 层的直流电阻增大，有可能被腐蚀；电阻比减小时表明附件中的导体连接点的电阻有可能增大。数据自行规定 1）用双臂电桥测量在相同温度下的铜屏蔽层和导体的直流电阻 2）终端以及中间接头的安装工艺，必须符合附录E的要求才能测量，不符合此附录者不测量。 两端均为密闭式终端的电缆可不进行定期试验 阻比（Rp/Rx） 端或接头电缆主绝缘交流耐压试验 1）交接时 （1）0.1Hz耐压试验（35kV及以下） 2）新作终端或接头后 3）大修时 4）春季预防性试验时（每三年一次） 交接时：3U0 60min 预试时：2.1U0 5 min （2）1-300Hz谐振耐压试验 交接时： 电压等级 试验电压 时间 35kV及以下 2U0 5min 110kV 1.7U0 5min 220kV 1.7U0 60min 预试时： 电压等级 试验电压 时间 35kV及以下 1.6U0 5min 110kV 1.36U0 5min 220kV 1.36U0 5min 4 5 相位检查 1）交接时 与电网相位一致 2）必要时 9 绝缘油和六氟化硫气体 9.1变压器油

9.1.1新变压器油的验收，应按GB 2536-1990《变压器油》或SH 0040-1991《超高压变压器》的规定。 9.1.2变压器油试验项目、标准和周期见表9-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

9.1.3设备和运行条件不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他指标接近允许值

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或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表9-1变压器油试验项目、周期和标准

标 准 序号 项 目 周 期 投入运行前油 外观 1 1）注入设备前后的新油 2）运行中取油样时进行 水溶性酸pH值 2 1）注入设备前后的新油 2）运行中：（110-220 kV）1年，其余自行规定 酸3 值1）注入设备前后的2）运行中：（110-220 kV）1年，其余自行规定 闪点（闭口）准备注入设备的新（℃） 4 油 ≥140（10号、25号油） ≥135（45号） 水份（mg/l） 1）准备注入110kV及以上设备的新油 5 3）运行中，110-220kV设备1年 4）必要时 110kV≤20 110kV≤35 220kV≤15 220kV≤25 运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB 7601-1987《运行中变压器油水份含量测定法（库仑法）》或GB 7600-1987《运行中变压器油水份测定法（气相色谱法）》运行试验 击穿电压（kV） 6 1）注入设备前后的新油 2）运行中（35kV及消弧线圈）每年春季预防性试验时 界面张力7 （25℃）（mN/m） tgδ（90℃） 1）准备注入设备的（%） 8 新油 2）注入110-220 kV设备后的新油 3）运行中： 220 kV设备5年 4）必要时 9 体积电阻率必要时 ≥6×1010 运行油 说 明 透明、无杂质或悬浮物 将油样注入试管冷却至5℃在光线充足的地方观察 ≥5.4 ≥4.2 按GB 7598-1987《运行中变压器油、气轮机油水溶性酸测定法（比色法）》进行试验 ≤0.03 ≤0.1 按GB 264-1983《石油产品酸值测定法》或GB 7599-1987《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB）法》进行试验 （mgKOH/g） 新油 与新油原始测量值相比不低于10℃ 按GB 261-1983《石油产品闪点测定法》进行试验 15kV以下≥30 15-35kV≥110-220kV≥40 ≥35 15kV以下≥25 15-35kV≥30 110-220kV≥35 按GB 507-1986《绝缘油介电强度测定法》和DL 429.9-1991《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》方法进行试验。 以上设备、厂用变、35 必要时 ≥19 按GB 6541-1986《石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）》进行试验 注入前：≤0.5 注入后： 220 kV及以下≤1 ≤2 按GB 5654-1985《液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积电阻率的试验方法》进行试验 220 kV及以下≥3×29

按DL 421-1991《绝缘油体积电阻率（90℃） （Ω.m） 油中含气量 必要时 10 （v/v）（%） ≤1 10 9测定法》进行试验 一般不大于3 按DL 423-1991《绝缘油中含气量的测试方法（真空法）》或DL 450-1991《绝缘油中含气量的测试方法（二氧化碳洗脱法）》进行试验 油泥与沉淀11 物（m/m） （%） 必要时 一般不大于0.02 按GB 511-1988《石油产品及添加剂机械杂质测定法》方法试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇一苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中称重 油中溶解气体色谱分析 12 见各设备章节 见各设备章节 取样、试验和判断方法分别按GB 7595-1987《运行中变压器油质量标准》、SD 304和GB 7252-1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的规定 注：①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。

②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。 ③10 kV及以下设备试验周期可自行规定。

④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。 9.1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

9.1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

9.1.4.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。 9.1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

9.1.4.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1：1比例混合。 9.2 SF6气体

9.2.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB 12022-1989验收。每批产品按3/10的抽检率复核主要技术指标。 9.2.2 SF6气体在充入电气设备24h后，方可进行试验。 9.2.3关于补气和气体混合使用的规定：

1）所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥； 2）符合新气质量标准的气体均可混合使用。

9.2.4交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准见表9-2

表9-2交接时及运行中SF6气体的试验项目、周期和标准

序号 项 目 湿度（20℃v/v）(µl/l) 1 周 期 1）交接时 2）每年春季预防性试3）大修后 4）必要时 标 准 断路器灭弧室气室： 后不大于150 运行中不大于300 说 明 1）按GB 12022-1989《工业六氟化硫》、SD 306-1989《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》进行 2）新装及大修后1年内复测1次，如湿度符合要求，则正常运行1-3年测1次 3）周期中的“必要时”是指新装及大修后1年内复测湿度不符合要求或漏气超过表5-1中序号2的要求时，按实际情况增加的检测 2 密度（标准状态下）（kg/m） 毒性 必要时 无毒 3验时（110 kV及以上） 交接时及大修必要时 6.16 按SD 308-1989《六氟化硫新气中密度测定法》进行 按SD 312-1989《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行 30

3 4 酸度（µg/g） 1）大修后 2）必要时 四氟化碳（m/m）（%） 1）大修后 2）必要时 ≤0.3 按SD 307-1989《六氟化硫新气中酸度测定法》或用检测管进行测量 5 ≤0.05 按SD 311-1989《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》进行 空气（m/ m）1）大修后 6 （%） 2）必要时 1）交接时及大修后≤0.05 2）运行中≤0.2 按SD 311-1989进行 7 可水解氟化物（µg/g） 1）大修后 2）必要时 ≤1.0 按SD 309-1989《六氟化硫新气中可水解氟化物含量测定法》进行 8 矿物油（µg/g） 1）大修后 2）必要时 ≤10 按SD 310-1989《六氟化硫新气中矿物油含量测定法（红外光谱法）》进行 10 避雷器 10.1 阀式避雷器的试验项目、周期和标准见表10-1

表10-1阀式避雷器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 2）大修后 3）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 4）35kV及以1 上线路上避雷器每年春季预防性试验时 5）10kV及以下线路上避雷器自行规定 6）必要时 电导电流及串联组合元件的非线性因数差值 1）交接时2）1）FZ、FCZ、FCD型避雷器的电导电流参考大修后 3）每年雷雨季前 4）必要时 2 值见附录F，还应与历年数据比较，不应有显著变化。 2）同一相内串联组合元件的非线性因数差值，不应大于0.05，电导电流差值（%）不应大于30%。 3）试验电压如下： 元件额定 电压（kV） 试验电压U1（kV） 3 6 10 15 20 30 1）施加的直流电压应符合GB/T16927.1-1997《高电压试验技术第一部分：一般试验要求》的要求，应利用屏蔽线在高压侧测量。 2）由两个以上元件组成的避雷器应对每个元件进行试验。 3）非线性因数差值及电导电流相差值计算见附录F。 4）可用带电测量方法进行测量，如对测量结果有疑问时，应根据停电测- - - 8 10 12 量的结果做出判断。 标 准 1）FZ（PBC，LD）、FCZ和FCD型避雷器的绝缘电阻与前一次及同类型的测量数据进行比较，不应有显著变化。 2）FS型避雷器的绝缘电阻应不低于2500 MΩ 说 明 1）用2500V及以上兆欧表 2）FZ、FCZ和FCD型主要检查并联电阻通断和接触情况。 31

试验电压U2（kV） 4 6 10 16 20 24 5）如果FZ型避雷器的非线性因数差值大于0.05，但电导电流合格允许做换节处理，换节后的非线性因数差值不应大于0.05。 6）运行中PBC型避雷器的电导电流一般应在300-400µA范围内。 工频放电电压 1）交接时 2）大修后 3）发电厂、变电所避雷器每年春季1）FS型避雷器的工频放电电压在下列范围内 额定电压（kV） 放电电交接时3 9-11 8-12 6 16-19 10 26-31 带有非线性并联电阻的阀型避雷器，只在解体大修后进行。 3 预防性试验时，其他自行规定 4）必要时 压（kV） 大修后 运行中 15-21 23-33 2）FZ、FCZ和FCD型避雷器的工频放电电压参考值见附录F 3）有间隙金属氧化物避雷器的工频放电电压应符合制造厂的规定 底座绝缘电阻 1）交接时 2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 自行规定 用2500V及以上兆欧表 4 3）线路上避雷器每年春季预防性试验时 4）大修后 5）必要时 放电计数器动作检查 1）交接时 2）发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 测试3-5次，均应正常动作。 5 3）线路上避雷器每年春季预防性试验时 4）大修后 5）必要时 密封检查 1）大修后 2）必要时 避雷器内腔抽真空至（300-400）×133Pa后，在5min内，其内部气压的增加不应超过100Pa 6 注：变压器10kV侧及变压器中性点避雷器，随变压器试验周期 10.2无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准见表10-2

表10-2无间隙金属氧化物避雷器试验项目、周期和标准

序号 项 目 周 期 标 准 32

说 明 绝缘电阻 1 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）必要时 1）35kV以上，不低于2500 MΩ 2）35kV及以下，不低于1000MΩ 用2500V及以上兆欧表 直流1mA电压U1mA2 0.75U1mA及下1）交接时 2）大修后 3）必要时 1）不得低于GB 11032-2000规定值 2）U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5% 3）0.75U1mA（U1mA为交接时的值）下的泄漏电流不应大于50µA 1）测量时应记录环境温度和相对湿度 2）测量电流的导线应使用屏蔽线 3）初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 的泄漏电流 运行电压下的交流泄漏电流 3 1）交接时 2）新投运的投运3个月后带电测量一次，以后每个雷雨季前、后各测量一次 3）必要时 1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始电流增加一倍时，必须停电检查 2）当阻性电流增加到初始值的150%时，应适当缩短检测周期。 1)测量时应记录环境湿度，相对温度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰的影响。 2)可用第一次带电测试代替交接试验，并作为初始值。 35kV及以上者，值比较，不应有明显变化，当阻性工频参考电4 流下的工频参考电压 必要时 应符合GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》或制造厂规定 测量时的环境温度宜为20±15℃ 测量应每节单独进行，整相避雷器有 一节不合格，应更换该节避雷器（或 整相更换） 5 底座绝缘电阻 放电计数器动作检查 1）交接时 2）必要时 1）交接时 2）必要时 自行规定 用2500V及以上兆欧表 6 测试3-5次，均应正常动作 可在带电状态下检查 10.3避雷器带电试验

1)35kV及以上的金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验 2)35kV及以上阀式避雷器可用带电测试替代停电试验

3)金属氧化物避雷器测试内容分别为运行电压全电流、阻性电流峰值和功率损耗，判别标准见表10-2序号3。

11 母线

11.1封闭母线

11.1封闭母线的试验项目、周期和标准见表11-1所示。

表11-1封闭母线的试验项目、周期和标准 序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 1）交接时 1）额定电压为15kV及以上全连式离相封2）大修后 闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于3)必要时 100MΩ 2）6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ 交流耐压 1）交接时 额定2）大修后 电压3）必要时 （kV） 6 15 试验电压（kV） 出厂 42 57 33

现场 32 43 2 20 11.2一般母线

68 51 11.2.1一般母线的试验项目、周期和标准见表11-2

表11-2一般母线的试验项目、周期和标准 序号 项 目 绝缘电阻 1 周 期 标 准 说 明 用2500V兆欧表 1）交接时 不应低于1 MΩ/ kV 2）大修后 3）必要时 交流耐压2 试验 1）交接时 额定电压在1 kV以上时，试验电压参照“支2）大修后 柱绝缘子和悬式绝缘子”规定；额定电压在3）必要时 1 kV及以下时，试验电压为1 kV 12 二次回路 12.1二次回路的试验项目、周期和标准见表12

表12 二次回路的试验项目、周期和标准 序号 项 目 绝缘电阻 周 期 标 准 说 明 用500V或1000V兆欧表 1）交接时 1）直流小母线和控制盘的电压小母2）大修后 线，在断开所有其它并联支路时不3）更换二应小于10 MΩ 2）二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1 MΩ，在比较潮湿的地方，允许降到0.5 MΩ 1 次线时 交流耐压 2 1）交接时 试验电压为1000V 2）大修后 3）更换二次线时 1）不重要回路可用2500V兆欧表测量 绝缘电阻代替 2）48V及以下回路不做交流耐压 3）带有电子元件的回路，试验时应将 插件取出或两端短接 13 1kV及以下的配电装置和馈电线路 13.1 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准见表13

表13 1kV及以下的配电装置和馈电线路的试验项目、周期和标准

序号 项目 绝缘电阻1 测量 周期 1)交接时 2）设备大修时 标准 配电装置每一段或馈电线路的绝缘电阻应不小于0.5MΩ 说明 1)用1000V兆欧表 2测量电力馈电线路的绝缘电阻时应将相连的断路器,熔断器,用电设备和仪表等断开。 配电装置2 的交流耐压试验 3 检查相位 1)交接时 2)更动设备或接线时 连接相位应正确 1)交接时 2)设备大修时 试验电压为1000V 1)48V配电装置不做交流耐压试验 2)可用2500V兆欧表代替 注;配电装置指配电盘、配电盘、配电柜、操作盘及其载流部分。

14 接地装置

14.1接地装置的试验项目、周期和标准见表14

表14接地装置的试验项目、周期和标准

序号 1 项 目 有效接地系统的接地装置的接地周 期 1）交接时 2）6~10年 Z≤2000/I 式中：I为经接地装置流入地中的短路34 标 准 说 明 1）测量接地电阻时，如在必须的最小布极范围内土壤电阻率基本阻抗 3）可以根据该接地网挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 电流，A； Z为考虑到季节变化的最大接地阻抗，Ω 如不能满足上式的要求时，在技术经济允许的条件下，Z可适当地增大到不超发生接地短路时，在接地装置上： 1）接触电压和跨步电压均不超过允许的数值 2）做好隔离措施，防止高电位引外和低电位引内发生 3）3~10KV避雷器不动作 均匀，可采用各种补偿法，否则采用分离法 2）测试时应断开架空地线，应注意地中电流的影响 Ⅰ值并校验设备接地引下线的热稳定。 4）铜质材料地网运行中必要时进行 过0.5Ω，但必须采取措施保证 3）每3年以及必要时，验算一次非有效接地系统的接地装置的接地电阻 2 1）交接时 3）可以根据该接地装置挖开检查的结果斟酌延长或缩短周期 1）当接地装置与1 kV及以下设备共用2）当接地装置仅用于1 kV及以上设备时，接地电阻Z≤250/I 3）在上述任一情况下，接地阻抗一般不得大于10Ω 测量时，应断开架空地线。 2）不超过6年 接地时，接地电阻Z≤120/I 1 kV以下电力设备的接地电阻 3 1）交接时 使用同一接地装置的所有这类电力设其接地电阻不宜大于4Ω，如总容量小于100kVA时，则接地电阻允许大于4Ω，但不超过10Ω。 对于在电源处接地的低压电网（包括孤立运行的低压电力网）中的用电设备，只进行接零不做接地，所用零线的接地电阻就是电源设备的接地电阻，其要求按序号2确定，但不得大于相同容量的低压设备的接地电阻 2）不超过6年 备，当总容量达到或超过100kVA时，独立的燃油、易4 燃气体贮罐及其管道的接地电阻 露天配电装置避雷针的集中接地装置的接地电阻5 及独立避雷针（线）的接地电阻 1）交接时 不宜大于30Ω（无独立避雷针保护的 2）不超过6年 露天贮罐不应超过10Ω） 1）交接时 2）不超过6年 不宜大于10Ω 1）与接地网连在一起的可不测量，但按序号12要求检查与接地网的连接情况。 2）在高土壤电阻率地区难以将接地电阻降至10Ω时，允许有较大的数值，但应符合防止避雷针（线）对罐体及管、阀等反击的要求 3）测量时，应避免地网的影响。 发电厂烟囱附近的吸风机及引风6 机处装设的集中接地装置的接地电阻 有架空地线的线路杆塔的接地电8 阻 1）交接时 2）不超过6年 不宜大于10Ω 1）与地网连在一起的可以不测量，但按序号12的要求检查与接地网的连接情况 2）测量时，应注意地网的影响。 1）交接时 2）每年春季预防性试验时 3）其他线路杆当杆塔高度在40m以下时，按下列要求，如杆塔高度达到或超过40m时，则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ωm时，接地电阻难以达到15Ω对于高度在40m以下的杆塔，如土壤电阻率很高，接地电阻难以降到30Ω时，可采用6-8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制，塔不超过5年。 时，可增加至20Ω 35

土壤电阻率Ω.m 100及以下 100-500 500-1000 1000-2000 2000以上 无架空地线的线1）交接时 种类 非有效接地系统的钢筋混凝土杆、金属杆 中性点不接地的低压电网的线路钢筋混凝土杆、金属杆 接地装置安装处10 土壤电阻率 必要时 接地电阻Ω 但对于高度达到或超过40m的杆塔，其接地电阻也不超过20Ω 10 15 20 25 30 接地电阻Ω 路杆塔接地电阻 2）发电厂或变电所进出线1-2km内的杆塔每年春季预防性试验时 9 3）其他线路杆塔不超过5年。 30 50 仅对110kV以上发电厂或变电所进行 测试时用4极法，要求a＞D 其中：a—电极间距离 D—地网对角线距离 检查有效接地系统的电力设备接11 地引下线与接地网的连接情况 不超过3年 1）不应大于0.2Ω 2）不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象 1）将所测的数据与历次数据比较和相互比较，通过分析决定是否进行挖开检查。 2）应采用测量电流大于1A的接地引下线导通测量仪进行测量 抽样开挖检查发电厂、变电所地中接地网的腐蚀情况 12 1）本项目只限于已经运行10年以上（包括改造后重新运行达到这个年限）的接地网 2）以后的检查年限可根据前次开挖检查的结果自行规定 不得有开断，松脱或严重腐蚀等现象 1）土壤电阻率＜10Ωm者应缩短周期8年 2）可根据电气设备的重要性和施工的安全，选择5—8个点沿接地引下线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖的范围。 3）铜质材料接地网不必定期进行开挖检查 15 电除尘器 15.1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准见表15-1

表15-1高压硅整流变压器的试验项目、周期和标准

序号 项 目 高压绕组对低压绕组1 及对地的绝缘电阻 周 期 1）交接时 ＞500 MΩ 2）大修时 3）必要时 36 标 准 说 明 用2500V兆欧表 低压绕组的绝缘电阻 2 1）交接时 ＞300 MΩ 2）大修时 3）必要时 用1000V兆欧表 硅整流元件及高压套3 管对地的绝缘电阻 1）交接时 ＞2000MΩ 2）大修时 3）必要时 用2500V兆欧表 穿芯螺栓对地的绝缘4 电阻 1）交接时 自行规定 2）大修时 3）必要时 1）用1000V兆欧表 2）在吊芯检查时进行 高、低压绕组的直流电5 阻 1）交接时 与出厂值相差不超出±2%范围 2）大修时 3）必要时 换算到75℃ 变压器油试验 6 1）交接时 参照表9-1中序号1、2、3、6 2）大修时 3）必要时 油中溶解气体色谱分7 析 1）交接时 参照表3-1中序号1，注意值自2）1年 3）大修时 4）必要时 行规定 空载升压 8 1）交接时 输出1.5Um（或产品技术条件规2）大修时 定的允许值），保持1min，应无3）更换绕组后 4）必要时 闪络、无击穿现象，并记录空载电流。 不带电除尘器电场 15.2绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准见表15-2

表15-2绝缘支撑及连接元件的试验项目、周期和标准 序号 1 项 目 绝缘电阻 周 期 1）交接时 ＞1500 MΩ 2）更换后 耐压试验 1）交接时 直流100KV或交流72KV、1 min无闪络 2）更换后 标 准 说 明 用2500V兆欧表 2 15.3电除尘器壳体与地网的连接电阻不应大于1Ω 15.4高低压开关柜及通用电气部分，按有关章节执行。

附录A 发电机定子绕组沥青云母和烘卷云母绝缘老化鉴定试验项目和要求

序号 项目 整相绕组（或分支）及单根线棒的tgδ增量（△tgδ） 要求 整相绕组（或分支）的△tgδ值不大于下列值： 定子电压等级（KV） △tgδ（％） 6 10 6．5 6．5 1）在绝缘不受潮的状态下进行试验； 2）槽外测量单根线棒△tgδ时，线棒两端应加屏蔽环。 3）可在环境温度下试验。 说明 △tgδ（％）值指额定电压下和起始游离电压下△1 tgδ（％）之差值。对于6KV及10KV电压等级，起始游离电压分别取3KV和4KV。 2）定子电压为6KV和10KV的单根线棒在两个不同电压下的△tgδ（％）值不大于下列值： 1．5Un和0.5Un下之相邻0.2Un电压间隔下0．8Un和0.2Un下之37

差值 11 之差值 2．5 差值 3．5 凡现场条件具备者，最高试验电压可选择1.5Un;否则也可选择（0.8-1.0）Un。相邻0.2Un电压间隔值，即指1.0Un和0.8Un、0.8Un和0.6Un、0.6Un和0.4Un、0.4Un和0.2Un下△tgδ之差值。 整相绕组（或分支）及单根线棒的第二急增点Pi2，测量整相绕组电2 流增加率△I（％） 1）整相绕组（分支）Pi2在额定电压Un以内明 显出现者（电流增加倾向倍数m2＞1.6）属于有老 化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在Un以上 不明显出现。 2）单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压， 不小于（2.5-3）Un 3）整相绕组电流增加率不大于下列值： 定子电压等级(KV) 试验电压KV 额定电压下电流增加率（％） 1）在绝缘不受潮的状态下进行试验； 电流增加率△I＝(I-I0)/I0×100％ 式中：I—在Un下的实际电容电流 I0――在Un下I=f(U) 曲线中按线性关系求得电容电流 2）电流增加倾向倍数 m2＝tgθ2/ tgθ0 式中tgθ2－I＝f(U) 特性曲线出现Pi2点之斜率； tgθ0－I＝f(U)特性曲线中出现Pi1点以下之斜率。 6 6 8．5 10 10 12 整相绕组（或分支）及单根线棒之局部放电量 3 整相绕组（或分支）之局部放电量不大于下列值： 定子电压等级KV 最高试验电压KV 局部放电试验电压KV 最大放电量 6 10 6 10 4 1.5×10 －86 1.5×10 －82）单根线棒参照整相绕组要求执行。 整相绕组（或4 分支）交直流耐压试验 注：

1）进行绝缘老化鉴定时，应对发电机的过负荷及超温运行时间、历次事故原因及处理情况、历次检修中发现的问题以 及试验情况进行综合分析，对绝缘运行状况作出评定。

2）当发电机定子绕组绝缘老化程度达到如下各项状况时，应考虑处理或更换绝缘，其中采用方式，包括局部绝缘处理、 局部绝缘更换及全部线棒更换。

（1）累计运行时间超过20年，制造工艺不良者，可以适当提前； （2）运行中或预防性试验中，多次发生绝缘击穿事故；

（3）解剖检查时，发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重及股间绝缘破坏等老化现象； （4）鉴定试验结果与历次试验结果相比，出现异常并超出表中规定。

3）鉴定试验时，应首先做整相绕组绝缘试验，一般可在停机后热状态下进行，若运行或试验中出现绝缘击穿，同时整相绕组试验

不合格者，应做单根线棒的抽样试验，抽样部位以上层线棒为主，并考虑不同电位下运行的线棒，抽样量不作规定。

应符合表2－1中序号3、4有关规定 附录B 支柱绝缘子的交流耐压试验电压标准 交流耐压试验电压 额定电压 最高工作电压 出厂 纯瓷绝缘 交接及大修 38

固体有机绝缘 出厂 交接及大修 3 6 10 15 20 35 110 220 3.6 7.2 12 18 24 40.5 126.0 252.0 25 32 42 57 68 100 265 490 25 32 42 57 68 100 265（305） 490 25 32 42 57 68 100 265 490 22 26 38 50 59 90 240（280） 440 注：括号中数值适用于小接地短路电流系统。

附录C 污秽等级与对应附盐密度值（参考件）

2

表C1 普通悬式绝缘子（X-45,XP-70,XP-160）附盐密度对应的污秽等级 mg/cm

污秽等级 线路盐密 发、变电所盐密 0 ≤0.03 - 1 ＞0.03-0.06 ≤0.06 2 ＞0.06-0.10 ＞0.06-0.10 3 ＞0.10-0.25 ＞0.10-0.25 24 ＞0.25-0.35 ＞0.25-0.35 表C2普通支柱绝缘子附盐密度与对应的发、变电所污秽等级 mg/cm

污秽等级 盐密 1 ≤0.02 2 ＞0.02-0.05 3 ＞0.05-0.1 4 ＞0.1-0.2 附录D橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法（参考件）

直埋橡塑电缆的外护套，特别是聚氯乙烯外护套，受地下水的长期浸泡吸水后，或者受外力破坏而又未完全破坏时，其绝缘电阻均有可能下降至规定值以下，因此不能仅根据绝缘电阻值降低来判断外护套破坏进水。为此，提出了根据不同金属在电解质中形成原电池的原理进行判断的方法。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等。这些金属的电极电位如下表所示： 金属种类 电位V 铜 +0.334 铅 -0.122 铁 -0.44 锌 -0.76 铝 -1.33 当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V的电位，如内衬层也破坏进水后，在镀锌钢带与铜屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334－（－0.76）＝1.1V的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢管为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻值低于0.5MΩ时，用高内阻万用表的“正”“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路内由于形成的原电池与万用表内干电池相串联，当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可以判断外护套和内衬层已破损进水。

外护套破损不一定要立即修理，但内衬层破损进水后，水份直接与电缆芯接触并可能腐蚀铜屏蔽层，一般应尽快检修。

附录E 橡塑电缆附件中金属层的接地方法（参考件）

E.1终端

终端的铠装层和铜屏蔽层应分别用带绝缘的绞合铜导线单独接地。铜屏蔽层接地线的截面不得小于25mm2；铠装层接地线的截面不应小于10mm2。 E.2中间接头

中间接头内铜屏蔽层的接地线不得和铠装层连在一起，对接头两侧的铠装层必须用另一根接地线相连，而且还必须铜屏蔽绝缘。如接头的原结构中无内衬层时，应在铜屏蔽层外部增加内衬层，而且与电缆本体的内衬层搭接处的密封必须良好，即必须保证电缆的完整性和延续性。连接凯装层的地线外部必须有外护套而且具有与电缆外护套相同的绝缘和密封性能，即必须确保电缆外护套完整性和延续性。

附录F 避雷器的电导电流值和工频放电电压值（参考件）

F.1阀式避雷器的电导电流值和工频放电电压值见表F1-F4

表F.1 FZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压KV FZ-3 3 FZ-6 6 FZ-10 10 FZ-15 15 FZ-20 20 FZ-35 35 FZ-40 40 FZ-60 60 FZ-110J 110 FZ-110 110 FZ-220J 220 39

16（15KV试验电压KV 电导电流 μA 工频放电电9-11 压有效值KV 16-19 26-31 41-49 51-61 82-98 4 450-650＜10 6 400-600＜10 10 400-600400-600 ＜10 400-600 400-600 16 20 元件） 20（20KV元件） 400-600 20（20KV元件） 400-600 24（30KV元件） 400-600 24（30KV元件） 400-600 24（30KV元件） 400-600 95-118 140-173 224-268 254-312 448-536 注：括号内的电导电流值对应于括号内的型号。

表F.2 FS型避雷器的电导电流值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA FS4-3、FS8-3、FS4-3GY 3 4 10 FS4-6、FS8-6、FS4-6GY 6 7 10 FS4-10、FS8-10、FS4-10GY 10 10 10 表F.3 FCZ型避雷器的电导电流值和工频放电电压值

型号 额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA 工频放电电压有效值KV FCZ3-35 35 50 250－400 1）FCZ3-35L 35 50 250－400 2）FCZ-30DT 35 18 150－300 3)FCZ3-110J (FCZ2-110J) 110 110（100） 250－400 （400－600） 170－195 FCZ3-220J (FCZ2-220J) 220 110（100） 250－400 （400－600） 340－390 70－85 78－90 85－100 FCZ3-35在4000m（包括4000m）海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ3-35L在2000m海拔以上应加直流试验电压60KV。 FCZ-30DT适用于热带多雷地区。

表F.4 FCD型避雷器电导电流值

额定电压KV 试验电压KV 电导电流μA F.2几点说明：

1）电导电流相差值（％）系指最大电导电流和最小电导电流之差与最大电导电流的比。 2）非线性因数按下式计算

α＝log（U2/U1）/log（I2/I1） 式中：

U1 U2—表10－1序号2中规定的试验电压；

I2 I1—在U1和U2电压下的电导电流。

3） 非线性因数的差值是指串联元件中两个元件的非线性因数之差。

附录G 高压电气设备的工频耐压试验电压标准

额最高定工作电电压 压 油浸电力变压器 交出接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 2 2 3 3 4 4 6 6 10 10 13．2 13．2 15 15 FCD为50－100，FCD1、FCD3不超过10，FCD2为5－20 1min工频耐受电压有效值 穿墙套管 并联电抗器 电压互感器 断路器 电流互感器 干式电抗纯瓷和纯瓷固体有机绝缘 干式电力隔离开关 变压器 充油绝缘 器 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出厂 交接 大修 出交接 大修 KV KV 厂 厂 3 6 3．6 7．2 20 25 17 21 20 25 17 21 25 30 23 27 25 30 23 27 25 30 25 30 25 30 25 30 25 30 23 27 25 32 25 32 10 20 8．5 17．0 40

20 35 17 30 24 38 47 43 72 128 170 335 20 35 28 45 55 50 85 150 200 395 17 30 24 38 47 20 42 28 55 18 38 25 50 20 42 28 55 18 38 25 50 20 42 28 55 20 42 28 55 20 42 28 55 20 42 28 55 20 42 28 55 18 38 25 50 20 42 28 57 20 42 28 57 28 24 10 15 20 35 66 110 220 12 28 38 32 18 24 45 55 50 65 43 72 128 170 335 95 155 200 395 59 65 59 65 65 65 65 65 59 68 68 50 43 40.5 72.5 126 252 85 150 200 395 85 140 180 356 95 155 200 395 85 140 180 356 95 155 200 395 95 155 200 356 95 155 200 395 95 155 200 395 95 155 200 395 85 140 180 356 100 155 230 395 100 155 230 395 70 60 附录H 电力变压器的交流试验电压

额定电压KV 最高工作电压KV ≤1 3．5 6．9 11．5 17．5 23．0 40．5 126．0 252．0 线端交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 200 360 395 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 170(195) 306 336 中心点交流试验电压值KV 出厂或全部 更换绕组 3 18 25 35 45 55 85 95 85（200） 交接或部分 更换绕组 2．5 15 21 30 38 47 72 80 72(170) ＜1 3 6 10 15 20 35 110 220 注：括号内数值适用于小接地短路电流系统；

附录I 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值

额定电压（KV） 2－3 6－15 20－35 110－220 试验电压峰值KV 5 10 20 40 10℃ 11 22 33 33 20℃ 17 33 50 50 在下列温度时的绕组泄漏电流值（μA） 30℃ 25 50 74 74 40℃ 39 77 111 111 50℃ 55 112 167 167 60℃ 83 166 250 250 70℃ 125 250 400 400 80℃ 178 356 570 570

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